一、价格走势
1)全球和我国天然气贸易格局
全球天然气消费量3.3万亿方，贸易量1万亿方，其中管网运输为7000亿方，海上LNG为3200亿方。而我国所处的东亚地区，由于本身产量只有1170亿方，但总需求量却高达3500亿方，所以基本所有海上LNG都是出口到东亚。而我国目前总消费量为 1900亿方，自产气1300亿方，陆上管输气为313亿方，海上进口LNG气270亿方(长约气220亿方，现货气50亿方)。虽然LNG现货占比不高，但其对我国整体气价影响却很大。
2)LNG现货决定我国长期天然气价格
目前我国陆上管网气价根据定价公式做调整，虽然公式没有披露，但是依照我们测算其价格趋势与远东地区进口LNG价格一直比较接近。目前已经签约的海上 LNG 长约气价格已经锁定，在合同到期前价格都不会变化。但未来新签约的长约LNG气价主要就是参考目前的现货价格，并且一般会下浮10-15%。所以未来占我国供给66%的进口气价格长周期看基本都和LNG现货价格走势高度相关。而我们分析，未来LNG将出现严重的供过于求，价格将有望大幅下跌，并且未来东亚天然气定价机制也有望实现和油价脱钩，真正依照自身的供需独立定价。
二、日本 LNG需求将大幅萎缩
日本是全球最大的 LNG进口国，占到总贸易量的 35%。2011年，随着地震导致的核电机组停产，日本大量进口 LNG 作为替代能源，其11、12 年的新增进口量分别达到 250 亿方和 50 亿方，占到全球LNG贸易量的 7%和1.5%。在其爆发性需求的刺激下，同期全球LNG 现货价格也出现了大幅的上涨。但随着日本复核和人口老龄化对能源需求的下降，日本LNG将有望大幅萎缩。
1)日本重启核电站减少 LNG需求
福岛事故之后，NRA 新的安全标准于 2013 年 7 月 7 日生效。从7月8号开始日本核电站供应商也允许提交重启核反应堆的申请。由于昂贵的能源成本严重拖累经济，未来核电重启将是大概率事件，如果未来14座核电全部重启，天然气占能源的比重将有望从目前 40%的历史峰值降至 24%的历史平均水平。
2)日本能源需求将长期下滑
目前日本经济几乎已经停止增长，从 2011年开始甚至出现多次衰退，同时，其人口数量已连续 4年呈减少趋势，人口总数创下15年来新低。年满 65岁者占人口总数超过四分之一，老龄化形势严峻。日本天然气需求主要分为工业用和民用两块，比例为1：2。其中工用电量与GDP呈显著正相关性，我们预计未来增速不会超过1%。而民用电则和人口数量密切相关，而过去4年日本人口数量已经呈现逐年下滑，大趋势未来很难逆转，这也会导致民用电量需求将逐年减少。因此我们判断14年将是日本能源的峰值，至 2020年其能源消费量将下滑至 9000 亿千瓦时。由此可以推算占比 24%的天然气消费量约为700亿方，同比14年下滑将近500亿方，基本可添补预期中国新增需求量20%。
三、LNG未来供给将呈爆发性增长
全球LNG产量为3000 亿立方左右，其运至东亚的完全成本依照我们统计基本都在3元/方以下，而过去几年东亚天然气价格持续维持在3.5元/方左右，因此单方净利率都在 15%以上。这也极大的刺激了 LNG的潜在供给，预计至
2020年新增产能高达5300亿立方米，是目前产能的 1.65倍。我们依照各位成本位置对应的LNG产量做了下图。其中 6500亿方新增供应成本在 3.5元以下，还有接近 3000亿方以上的供给成本高于3.5元，基本都是基于当时对于气价上涨预期做的投产规划。但考虑到LNG出口装置极度重资产(百万吨投资20个亿)，因此即使投产后出现亏损，产能也难以调整，因此未来价格下降可能会远远击穿成本线。
未来除了传统的中东出口国以外，澳大利亚和美国等资源国都在大量扩产，寄希望于对亚洲的出口，其中16年以前的扩产主要集中在澳大利亚，而其后美国将进入产能密集投放期，仅这两个区域的产能投放就将达到 2000亿立方米，接近目前总产能的 60%。
1)16-20年新增产能主要来自于美国
美国曾经是重要的天然气进口国，顶峰时期的进口量高达1300亿立方米/年。但随着09年页岩气革命的爆发，美国目前不但不再进口，而且本土的天然气已经严重供过于求，价格也跌至1元/立方米以下。但由于其开采成本低，同时已有的港口，码头，储气罐，管道连接等当时为进口配套的设施非常完善，经过改装都可以用于出口。随着2015年巴拿马运河的拓宽，未来其运至亚洲的单成本将从 1.9元降至 1.1-1.3元，成本竞争力极强。未来将大量通过出口亚洲缓解本土的产能过剩。目前规划的到 2025年美国LNG出口量可达 1035亿立方/年。
2)15-16年新增产能主要来自于澳大利亚
澳大利亚的地理位置靠近亚洲主要LNG进口国家，天然气资源丰富，政治稳定，政府重视LNG项目发展，吸引了众多大石油公司的强强联合。在接下来两年内，澳大利亚昆士兰有三个LNG项目准备进入生产状态。同时雪佛龙的两个关键澳洲LNG项目，Gorgon 与 Wheatstone 也预计分别于 2015年与2016年启动。在管道天然气方面，埃克森美孚的澳洲PNG项目已于 2014年第二季度启动，并且进展迅速。考虑到该PNG气源的规模，该项目极有可能产生可观的产能。
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四、俄罗斯对我国出口将大幅增长
由于乌克兰危机造成俄罗斯和欧洲的关系紧张，并且主要输往欧洲的天然气管网都要经过敌对的乌克兰，这就造成俄罗斯将其天然气销售方向逐步转为亚洲。并且由于遭受国际制裁和原油价格暴跌导致出口收入大幅下降，俄罗斯也最终放开了远东地区的资源开发，长期看这也将大幅增长我国北部能源的潜在供给。目前中国管道气进口主要来自中亚和缅甸，中亚管道 A/B 线与 C 线 2014 年输气能力分别为 300与 250亿立方米，D线预计2020年投产后新增300亿方能力。2014年中俄天然气东线管路打通，协议从 2018年开始供气，输气量逐年增长至380亿方，同时中俄签署了中俄西线管道供应协议，规模未定。从目前中俄和中亚签订的天然气进口协议看，未来新增需求也将达到 980亿立方米/年。
五、我国未来 LNG供需格局展望
我国截止 14 年 LNG 接收站产能 520亿立方米/年，几乎全部被三大油公司垄断，占比高达90%，具有绝对的市场垄断地位。根据现有规划，预计 2020年中国LNG进口接收站能力可达1800亿立方米/年，其中三桶油独立建设的接收站产能约 1400亿立方米/年，占预计总能力的80%，民营约占17%，其余则为三桶油与民营资本合建。
由于三桶油大量的新签订LNG进口合约都是发生在油价暴跌以前，以前普遍在3元/立方米以上，远高于目前 1.5元/立方米的进口气现货价格，实质上已经是巨额亏损。
为了减少其亏损幅度，三大油公司还是倾向于利用其在进口装置上的半垄断地位，对新增低价气源尽可能不开放LNG接收站的使用权，以维持国内气价的相对高位。因此我们判断即使远东的进口气未来价格大幅下跌，但国内气价恐怕至少还是要维持在2.5元左右，那么未来有条件进口海外气的企业将获得巨大的套利空间。如果我们以比较常规的 40 亿方(对应 200 万吨)LNG接受站测算，目前进口长约价格很难超过 1.5元/方，则对应的盈利就是40亿元。
六、我国液化天然气影响因素分析
一)国内LNG供应量持续增加
自2014年以来，LNG市场持续供大于求，由卖方市场逐渐向买方市场转变。供需问题成为改变市场价格走势的重要因素，市场人士希望市场供应量下行，以期待市场上行通道打开。但供应量的短暂下滑虽可带动市场价格回升，但在市场价格回升后又将刺激新工厂投产，整体产能继续上行后供大于求情况将加剧。
二)进口LNG挤占国产LNG的市场份额
从2014年2季度开始,原油大跌，导致国际LNG现货价格同步震荡走跌。2015上半年，国内LNG接收站销售价格保持震荡走低趋势。进口LNG量大价优，销售情况较为稳定，受此影响国产LNG销售市场受到压缩，国内LNG工厂由于出货不畅液位持续升高，价格处于下行态势。
三)下游发展缓慢，LNG需求增加远小于供应
经济大环境持续低迷，LNG下游发展缓慢。另外，受国际油价持续低位运行影响，相关炼油产品尤其是成品油价格下行明显，国内替代能源如LPG、燃料油等对天然气价格冲击较大，天然气替代能源的需求较为有限。
四)国家发改委下调非居民用气价格，LNG工厂原料气价格下行
国家发改委自4月1日起，下调天然气门站价格下调，LNG工厂原料气价格下行，每吨成本直接下降600多元，由于市场状况持续不佳，LNG价格一路下滑，部分LNG工厂因陷成本倒挂窘境，开始检修或暂时停工以减轻损失。
生意社天然气分析师李文静认为，目前国内LNG市场整体仍显疲态，工厂开工率走低，下游需求持续不振，后市来看，预计下半年国内LNG工厂的新
建及投产的热度依然不减，新增产能预计可达到1620万吨。届时LNG产量上升，国产气与进口气的竞争更趋白热化，供过于求矛盾将继续突出，预计LNG价格仍将维持下行趋势。
